Расчёт электрических нагрузок и выбор трансформатора

РЕФЕРАТ

Курсовой проект включает в себя пояснительную записку,
состоящую из 46 страниц машинописного текста, 6 иллюстраций,_8_таблиц
и 2 листов графического материала.
Цель курсового проекта – систематизировать и углубить знания,
полученные при изучении теоретического курса, получить практические
навыки проектирования релейной защиты.
В ходе курсовой работы было выполнено:
В ходе курсовой работы было выполнено:
-расчет нагрузок КНС;
- выбор высоковольтных двигателей;
- выбор силовых трансформаторов;
- расчет токов короткого замыкания;
-выбор коммутационной аппаратуры высокого напряжения;
-расчет защит линии 35 кВ

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97

СОДЕРЖАНИЕ

Введение
Исходные данные
1 Расчёт электрических нагрузок и выбор трансформатора
2 Расчёт токов короткого замыкания
3. Выбор оборудования
4 Расчет защиты линии 35 КВ
4.1 Расчет защит от коротких замыканий
4.2 Расчет защиты от однофазных замыканий на землю
4.3 Защита от обрыва фазы питающего фидера и
несимметричных режимов (ЗОФ)
Список литературы
Приложение

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазодобыча является весьма энергоемкой отраслью
промышленности, характеризующейся регулированием добычи в
зависимости от экономической ситуации, прогрессирующим ростом
обводненности добываемой продукции. Последнее обстоятельство приводит
к увеличению добычи пластовой воды и повышению доли механизированной
добычи практически с самого начала разработки новых нефтяных
месторождений. Наибольшие затраты энергии всех видов имеют место в
механизированных способах извлечения продукции (от 20 до 50 %) и
поддержания пластового давления (ППД) (до 40 %). При этом сумма средств
оплаты за электроэнергию и на содержание оборудования составляют
значительную величину в себестоимости нефти и колеблется от 11,0 до
14,6%.
К объектам поддержания пластового давления относятся кустовые
насосные станции для закачки воды в нефтяной пласт, водозаборы чистой
воды, установки по очистке сточных вод.
В настоящее время все объекты поддержания пластового давления
изготавливаются в блочном исполнении
Блочная кустовая насосная станция БКНС предназначена для
перекачки пресной и пластовой воды и для подачи ее на прием
нагнетательных скважин в систему поддержания пластового давления. 
Блочные кустовые насосные станции, учитывая требования к
ускоренным срокам монтажа, представляют собой набор технологических и
электротехнических блок-боксов максимальной заводской готовности,
поставляемых железнодорожным транспортом и монтируемых на
месторождении под единой крышей. 

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97
В качестве ограждающих конструкций блок-боксов использованы
утепленные помещения с 3х-слойными металлическими панелями с
полиуретановым утеплителем толщиной не менее 60 мм или утеплителем из
минеральной ваты. 
Объект исследований - система электроснабжения КНС.
Оценка устойчивости позволяет определила степень влияния
нарушения работы электротехнического комплекса на устойчивость систем
нефтедобычи, более обоснованно подходить к назначению регулировочных
мероприятий в часы максимума нагрузок энергосистемы на объектах
нефтедобычи, снижая риск возникновения аварийной ситуации и
целенаправленно осуществлять вложение средств на повышение надежности
электроснабжения отдельных нефтепромысловых потребителей.
Экономически обоснованный уровень отключаемой нагрузки в часы
максимума определяется по результатам анализа надежности системы
электроснабжения объектов нефтедобычи с учетом временного
резервирования в зависимости от платы за максимум нагрузки и величины
возможного ущерба в системе добычи нефти от ограничения мощности.
Специфика электроснабжения потребителей нефтепромыслов,
обусловлена удаленностью от энергосистем, территориальным
рассредоточением объектов и разнообразием возможных энергоисточников.
Передача электроэнергии от районных подстанций и электростанций
энергосистемы к потребителям по линиям электропередач (ЛЭП) неизбежно
связана с кратковременными нарушениями электроснабжения (КНЭ)
потребителей (в виде провалов и исчезновений напряжения), которые
возникают из-за коротких замыканий и грозовых повреждений ЛЭП.
Эксплуатации месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы
нефти, особое значение приобретает безостановочная добыча.
Для обеспечения устойчивости насосных агрегатов необходимо
применять микропроцессорную релейную защиту и быстродействующее АВР
(БАВР).

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

7

Исходные данные

Тема: Электроснабжение. Защита воздушных линий в сетях,
напряжением 35 кВ с изолированной нейтралью.
Содержание задания :
Таблица − Параметры схемы электроснабжения вариант 7

Элементы
электрическо
й сети

Единицы
измерения

7 вар

Линии 35 кВ км 17
Линии 6 кВ км 0,5
Трансформат
оры Т 1,Т2

МВ*А 80

Синхронные
двигатели

М7-М9

Количество и
мощность СД

шт*МВт 3x0,8

Релейные
защиты

WL1

Разработать схему электроснабжения согласно варианту.
1.Рассчитать электрические нагрузки на стороне высшего напряжения
трансформаторной подстанции и выбрать мощность и тип силовых
трансформаторов. Потребитель I категории.
2.Выбрать необходимое оборудование, к которому относятся:
высоковольтные выключатели с приводом, разъединители,
трансформаторы тока и напряжения, сборные шины.
3. Выбрать и рассчитать защиты оборудования согласно своему
варианту.

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97

8
Выбрать источники оперативного тока, начертить принципиальные
схемы релейных защит, выбрать для них трансформаторы тока,
необходимые цифровые реле, рассчитать уставки, оценить
чувствительность защит.
Начертить однолинейную схему подстанции согласно своему варианту
и указать на ней всё необходимое оборудование.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

9
1 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР
ТРАНСФОРМАТОРА

Станция предназначена для закачки подготовленной подтоварной,
пластовой (сеноманской) и пресной воды с целью поддержания пластового
давления.
Основные агрегаты БКНС
Тип насосов ЦНС 180 – 950
Электродвигатель СТД -800-2 cosφ 0,9 (опережающий)
мощность, кВт 800
напряжение, В 6000
частота вращения, об/мин 3000
Количество насосных агрегатов 3 (№7,8,9)
В состав БКНС входят:
Блок КТП с НКУ – 2 шт.
Блок распределительных устройств (РУ – 6,0 кВ) – 2 шт.
Блок плавного пуска (БПП) – 1 шт.
Венткамера.
Блок управления – 1 шт.
Блок вспомогательных насосов – 1 шт.
Блок маслосистемы – 1 шт.
Насосный блок – 3 шт.
Блок коллектора – 1 шт.
Емкость дренажная подземная ЕП – 2400 – 3 с погружным насосом.

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97

10

Рис.1.1. Схема электроснабжения КНС

Система поддержания пластового давления представляет собой целый
комплекс технологического оборудования, предназначенного для подготовки,
транспортировки и закачки в пласт энергоносителя. Система включает в себя
нагнетательные скважины, трубопроводы и распределительные блоки,
кустовые насосные станции (КНС) по закачке агента и оборудование для
подготовки агента для закачки в пласт.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

11
В Законе об энергосбережении ставится задача снижения
энергетической составляющей в себестоимости продукции. Эта задача может
быть решена путём выполнения паспортизации электрических нагрузок
предприятий. Целью паспортизации электрических нагрузок предприятия
является построение профилей графиков нагрузки по отдельным подстанциям
и определение профиля усреднённого графика нагрузки НГДП в целом, путем
суммирования профилей графиков отдельных подстанций; вычисление по
полученным графикам коэффициентов формы, заполнения, равномерности,
определение максимальных, минимальных и средних нагрузок по тарифным
зонам.
Полученные значения являются основой для проведения координации
электрических нагрузок предприятия. Координация электрических нагрузок -
это приведение в соответствие электрических нагрузок предприятия к их
оптимальным значениям, обеспечивающим минимизацию энергетической
составляющей в себестоимости продукции с учётом дифференцированных
тарифов оплаты за электроэнергию. Ограничение оплаты за электрическую
энергию достигается путем рационального формирования графиков
электрических нагрузок.
Институтом Сибнипигазстрой разработаны БКНС в двух вариантах с
установкой на площадке блоков основных насосов раздельно и компоновкой
четырех блоков основных насосов и блока вспомогательных насосов в единое
здание.
Расчет электрических нагрузок проводим в соответствии с «Указаниями
по определению электрических нагрузок нефтяных промыслов Западной
Сибири»
Годовое число часов использования максимума силовых электрических
нагрузок 6500 ч.
Пуск СД КНС сопровождается броском пускового тока, неблагоприятно
сказывающимся на питающую сеть, приводя к недопустимым провалам
напряжения.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

12

Основные агрегаты БКНС
ЦНС-180-950
СТД-800-2 cosφ 0,9 (опережающий)
Машинный зал состоит:
· блок ПВК;
· блоки насосов со вставками;
· блок маслосистемы;
· блок вспомогательных насосов.
Энергозал состоит:
· блоки трансформаторов;
· блок тиристорных возбудителей;
· блок плавного пуска;
· блоки РУ.
БКНС оснащена раздельными системами маслохозяйства (отдельно -
для двигателя и насосов). Категория электроприемников по надежности
электроснабжения –I (первая).

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

13
Тавблица 1.1

Технические данные электроприемников 0,38 кВ

№
п.п.
Наименование
электроприемника

Рн, кВт Кол-
во
Ки cosφ tgφ

1,2 Вентиляторы 8 2 0,8 0,8 0,75
3 Сверлильный станок (1-фазный) 4,2 1 0,14 0,5 1,73
4 Заточный станок (1-фазный) 2,5 1 0,14 0,5 1,73
5 Токарно-револьверный 28 1 0,14 0,5 1,73
6 Круглошлифовальный станок 9,6 1 0,14 0,5 1,73
7 Резьбонарезной станок 6,2 1 0,14 0,5 1,73
8 Фрезерный станок 6 1 0,14 0,5 1,73
9...11 Шкаф тиристорного
возбудительного устройства

12,5 3 0,75 0,95 0,33
12 Кран мостовой ПВ=25% 10,12 1 0,1 0,5 1,73
13...17 ЭД вакуумных насосов 6 5 0,7 0,8 0,75
18...22 Электродвигатели задвижек
(1-фазный)

0,8 5 0,8 0,95 0,33
23...27 Насосные агрегаты 250 5 0,7 0,8 0,75
28 Щит сигнализации (1-фазный) 0,8 1 0,6 0,7 1,7
29,30 Дренажные насосы 11,2 2 0,7 0,8 0,75
31,32 Сварочные агрегаты ПВ=40% 2,6 2 0,25 0,35 2,67

Расчет нагрузки 0,38 кВ производим методом упорядоченных диаграмм
Суммарную номинальную мощность каждой подгруппы определяем по
формуле:

niНОМjНОМPР
1
..,

(1.1)
где iНОМР. - номинальная мощность отдельного электроприемника
подгруппы, кВт.
Средние нагрузки j-той подгруппы за максимально загруженную смену
определяем по формулам:

jномиjсрРKР..max.*

, (1.2)

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

14

,*.max..max.tgРQ
jсрjср

(1.3)

Коэффициент модульной сборки отношение m определяем по формуле:

,
.
.
MINНОМ
MAXНОМ
Р
Р
m

(1.4)

где MAXНОМР. и MINНОМР. - соответственно максимальная и минимальная
мощности из номинальных мощностей электроприемников, присоединенных
к данному участку, кВт.
Производим расчет нагрузок по распределительным устройствам.
РП -1:
№1-2–Вентиляторы 2 шт.
кВт 1628
устР
кВтРСМ8,12168,0
кварQСМ6,975,08,12
Определяется наиболее загруженная фаза
Р В = (2Рн + 2Рн) /2 = (2×0,8 + 2×0,8)/2= 1,6 кВт.
Р А = Рс = (Рн + 2Рн) /2 = (0,8+ 2×0,8)/2= 1,2 кВт.
Из полученных результатов выбирается наибольшее значение Рф. нб.
Неравномерность загрузки фаз составит:

Н=

2

.
..
10
НМФ
НМФНБФ
Р
РР

= %3,3310
2,1
2,16,12


> 15% тогда: (1.5)

Русл. = 3Р Ф.НБ = 3·1,6 =5,4 кВт .
Среднесменные нагрузки для задвижек :
кВтРСМ32,44,58,0
кварQСМ42,133,032,4
№28–Щит сигнализации (1-фазный) 1 шт
Р А =Р НОМ =1,1 кВт

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

15
При включении однофазного ЭП на линейное напряжение он
учитывается как эквивалентный приемник с номинальными мощностями:

Р у =√3Р НОМ (1.6)

При включении однофазного ЭП на фазное напряжение он учитывается
как эквивалентный приемник с номинальными мощностями:

Р у =3∙Р НОМ (1.7)

Находим условную трехфазную активную и реактивную нагрузки для
наиболее загруженной фазы №28–Щита сигнализации 220 В:

Р у =3∙Р НОМ = 3 ∙ 0,8 = 2,4 кВт
кВтРСМ44,14,26,0
кварQСМ45,27,144,1

Установленная мощность по РП1:

кВт 8,234,24,5161
РПР

Расчет суммарных средних мощностей за максимально нагруженную
смену по узлу питания РП1:

кВт 54,1842,132,48,12
смP
квар 45,1345,242,16,9
смQ

Определяем сриК по узлу питания:

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

16




1НРП
iНiи

сри
P
PК

К

(1.8)

Определяем сриК для РП1:

78,0
8,23
54,18

сриК

Коэффициент модульной сборки для РП1: m= 3,3
4,2
8

> 3

При m>3 и Ки>0,2 эффективное число электроприемников может
определяться по упрощенной формуле:

MAXНОМ
НОМ
p
р

n
n

Э
.
1
2


, (1.9)

для РП1: 6
8
8,232


Эn
При 6эn

и 78,0сриК

коэффициент максимума (расчетный

коэффициент нагрузки) 1РК
С помощью коэффициента максимума maxК определяем расчетные
максимумы нагрузок:
Активной: ,*max.maxmaxсрPKР (1.10)

Реактивной: ,*max.maxmaxсрQKQ

(1.11)

Полной: ,22maxMAXMAXQPS (1.12)

и тока:

,
*3
max
max
номU
S
I

(1.13)

Определяем расчетные нагрузки для РП1 при 1РК :

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

17

,54,1854,181кВтРР

т.к. 10эn , то, квар 8,1445,131,1pQ

АкВ 72,28,1454,1822
pS

Определяем ток на РП1:

АIР36
38,03
72,23



Кран мостовой: представляет собой нагрузку повторно-
кратковременного режима.
Sн = 40,2 кВ·А; ПВ = 25 %; n = 1 шт. Эту нагрузку необходимо
привести к длительному режиму и к условной трехфазной мощности. Сначала
определяется номинальная мощность, приведенная к длительному режиму
работы:

Рн =Sп· cosφ· ПВ =40,2·0,5· 25,0 =10,12кВт;

Приведем однофазную нагрузку в условную трехфазную нагрузку.
Сверлильный станок (1-фазный) 4,2 кВт 1 шт U ном =220 В
Заточный станок (1-фазный) 2,5 кВт 1 шт U ном =220 В
Установленная мощность однофазных электроприемников,
включенных на фазное напряжение равно Руст = 4,2+2,5=6,7 кВт
Находим условную трехфазную активную нагрузку для
электроприемников, включенных на фазное напряжение 220 В:
Р у =3∙Р НОМ = 3 ∙ 6,7 = 20,1 кВт

18

Таблица 1.2

Расчет нагрузок

Наименование РУ и
электроприёмников

Нагрузка установленная Нагрузка средняя
за смену

m
эn рK Максимальная нагрузка

нP
,
кВт
n
нP
,
ккВт
иK cos φ tg φ
смP
,
кВт
смQ
,
квар

рP
,кВт рQ

,квар рS

,кВА рI
,А

РП1
Вентиляторы 8 2 16 0,8 0,8 0,75 12,8 9,6
Электродвигатели
задвижек

0,8/1,6 5 5,4 0,8 0,95 0,33 4,32 1,42
Щит сигнализации 3/2,4 1 6,6 0,6 0,7 1,7 1,44 2,45
Всего на РП1 8 23,8 0,78 18,54 13,45 3,3 6 1 18,54 14,8 23,72 36
РП2
Кран мостовой 10,12 1 10,12 0,1 0,5 1,73 0,10 0,17 — — — 0,10 0,17 0,2 0,3
РП3
Однофазные 6,7 2 20,1 0,14 0,5 1,73 2,8 4,87
Станки 6-28 4 49,8 0,14 0,5 1,73 6,97 12
Всего на РП3 6 69,9 0,14 0,5 1,73 9,77 16,87 4,6 5 2 19,54 18,55 27,0 41
РП4
Шкаф тиристорного
возбудительного
устройства

12,5 3 37,5 0,75 0,95 0,33 28,12 9,28 — — — 28,12 9,28 29,6 45

РП5
ЭД вакуумных
насосов

6 5 30 0,7 0,8 0,75 21 15,75 1 5 1,03 21,63 17,32 27,71 42,15

19
Продолжение таблицы 1.2

Наименование РУ и
электроприёмников

Нагрузка установленная Нагрузка средняя
за смену
m
эn рK Максимальная нагрузка

нP
,
кВт
n
нP
,
кВт
иK cos φ tg φ
смP
,
кВт
смQ
,
квар

рP
,
кВт
рQ
,
квар
рS
,
кВ·А
рI
,А

РП6
Дренажные насосы 11,2 2 22,4 0,7 0,8 0,75 15,68 11,76 — — — 15,68 11,76 19,6 29,8
РП7
Насосные агрегаты 250 4 1000 0,7 0,8 0,75 700 525 — — — 700 525 875 1331
РП8
Сварочные агрегаты 2,6 2 5,2 0,25 0,35 2,67 1,3 3,47 — — — 1,3 3,47 3,7 5,64
Щит освещения 31,4 0,96 0,29 31,4 31,4 9,16 32,7 49,75
ИТОГО НА РУНН 0,79 0,77 836,31 644,16 1055,6 1605,7

20

Номинальная мощность трансформаторов mномS. определяется по:

,
3
max.
.

опт

mном
NК
S

S


кВА (1.14)

Коэффициент загрузки принимаем равным 0,5, количество
трансформаторов 2.

6,1055
5,02
6,1055
.

mномS

кВА

Выбираем трансформатор Trihal мощностью 1000 кВА.
Двигатели серий СТД используют для электроприводов нефтяных
насосов и газовых компрессоров на компрессорных станциях магистральных
нефте- и газопроводов, для газовых компрессоров химических производств,
водяных насосов для поддержания пластового давления при добыче нефти, а
также для других приводов.
Расчетная активная мощность высоковольтных двигателей по этому
методу определяется следующим образом:

MприС
C
M

CPp75.0,1

3
1
1









(1.15)

Р Р = М, при С > 0,75М (1.16)

где С = Рс = 


n
i
номiзвPКK
1 (1.17)




n
i
номiPM
1 (1.18)

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

21
В данном случае на КС используются синхронные электродвигатели.
Коэффициент включения и коэффициент загрузки для данного типа
электроприёмника составляет Кз =0,84, Кв=0,84.

693,18,084,084,03

3
1


i
номiPКзKвC

МВт

Определяем максимальную мощность М:

4,28,033
номPM

МВт

Проверим условие применимости формулы для расчёта активной
мощности определив отношение С к М и получим:

75,0705,0
4,2
693,1

М
С

Следовательно, расчетную активную мощность высоковольтных
электродвигателей:

МВтPP325,2)1

693,1
4,2
3
1

1(693,1

Полную мощность КНС определим по следующей формуле:

22
рQ
рP
рS

(1.27)

МВА
рS3226644,0836,0325,222
Выбираем трансформаторы подстанции 35/6.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

22

Полная мощность 3226 кВА.

3226
25,0
3226
.

mномS

кВА
Выбираем трансформаторы ТМН 3200 кВА
Трансформатор ТМН 3200 кВА 35/6 кВ силовые, трехфазные,
двухобмоточные, с регулированием напряжения при отключенной нагрузке
(ПБВ, предназначены для длительной работы при стационарной установке на
открытом воздухе в качестве преобразователя напряжения переменного тока
частотой 50 Гц, в электрических сетях общего назначения. Действительный
коэффициент загрузки:

504,0
32002
3226
3
К

,

Что допустимо по требованиям ПУЭ.

 

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

23

2 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Рис. 2.1– Схема расчетная

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97

24
Определяем напряжения U К в зависимости от положения
переключателя РПН по ГОСТ Р 55016—2012:

%75,10
%7
%68,17








CHMINBH
HHMINCH
HHMINBH
U
U
U

%77,11
%7
%04,19








CHMAXBH
HHMAXCH
HHMAXBH
U
U
U

Минимальное положение переключателя РПН

%0)68,17775,10(5,0)(5,0
%7,10)768,1775,10(5,0)(5,0

min
min






HKBHKCCKBKC
HKCHKBСKBKB
UUUU
UUUU

(2.2)

%9,6)75,10768,17(5,0)(5,0min
CKBHKCHKBKHUUUU

Максимальное положение переключателя РПН

%0)04,1977,11(5,0)(5,0
%9,11)704,1977,11(5,0)(5,0

max
max






HKBHKCCKBKC
HKCHKBСKBKB
UUUU
UUUU

%13,7)77,11704,19(5,0)(5,0max
CKBHKCHKBKHUUUU

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

25

Рис. 2.2. Схема замещения

Найдём индуктивные сопротивления ветвей схемы замещения для
трансформатора сторон ВН и СН:
Трансформатор ТДЦТН-80000/110 Т- трехфазный;
ДЦ – с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
Схема: Ун/Ун/Д-0-11
Сопротивление трансформатора ТДЦТН-80000/110:
Максимальные:

Oм

S
UU

XX

HOM
BKB
В2310
80000
126
100
9,11
10

100

3
2

3
2
maxmax

maxmax.1

Oм

S
UU

XX

HOM
BK
C
C

010
80000
126
100
0
10

100

3
2

3
2
max

maxmax2
max



(2.3)

Минимальные:

Oм

S
UU

XX

HOM
BKB
В5,1210

80000
))16,01(115(
100
7,10
10

100

3
2

3
2
min

minmin.1


Oм

S
UU

XX

HOM
HK
C
C

010

80000
))16.01(115(
100
0
10

100

3
2

3
2

minmin2
min





(2.4)
Максимальный ток КЗ в точке К1 в практических расчетах защит
можно определить по выражению

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

26

min1

)3(
max1
3T
СР

K

X
U

I


(2.5)

где U ном – номинальное напряжение сети; X Gmin – минимальное значение
сопротивления питающей системы.

АIK5318
5,123
115000)3(
max1


Приведенное значение I (3) к . макс.вн к стороне среднего напряжения
определяется по минимальному коэффициенту трансформации
трансформатора:

,max.)3()1(
.

.max.)3(

BHкI

СHU
рпнU

внсрU
ННкI



(2.6)

где U ср.вн – среднее значение напряжения, определяется по [6].

,45,146775318

0,35
)16,01(115

.1)3(
АIHHmasK



Минимальный ток КЗ определяется по выражению



max1
max3
.min1
3Т
ВН

ВНК
Х
U

I


(2.7)

где U max.BH =U ср.BH (1+U *p.пн ), но не более, чем в [6, табл. В-1];


АIВНК6,3166

233
126003
.min1


Приведенное к стороне СН значение I к . minBH определяется как

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

27

СHU
BHU
СHкIСHКImax

min.)3(

.min.1)3(


. (2.8)

Приводим минимальный ток точки К1 к стороне 35 кВ:

АIHHK11400

35
126
6,3166)3(
.min.1

Определяем минимальное и максимальное сопротивление до точки К1:

Ом

I
U

Х

Ктах
cp

тinК46,1
45,146773
37000
31





Ом

I
U

Х

тinК
cp

К88,1
114003
37
31max1




Сопротивление трансформатора Т3 (Т4):


ОмХТ30

2,3100
)16,01(378,92
min3





(2.9)


ОмХТ60

2,3100
)16,01(3771,112
max3





Сопротивление ВЛ W1:

Х W1 = Х W01  l W1 (2.10)
Х W1 = 0,4  17= 6,8 (Ом).

Рассчитаем ток КЗ в конце линии W1:



)(31min1
3
.max

WLК
НОМ

ВНК

ХХ
U

I


Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

28


АIВНК2589

)8,646,1(3
370003
.max



)(31max1
max3
.min

WLК
ВН

ВНК

ХХ
U

I



АIВНК2464

)8,688,1(3
370003
.min2


Произведем расчет максимального тока КЗ в точке К2 [6]:



)(3min31min1

3
.max2

TWLК
НОМ

ВНК

XХХ
U

I


(2.11)


АIВНК7,528

)308,646,1(3
350003
.max2


Приводим к стороне 6 кВ:

,27397,528
6
)16,01(37)3(
.max2АIHHK


Рассчитаем ток КЗ с учетом подпитки синхронных двигателей.
Сопротивление СТД-800-2З:

.9,8
889
103,6
2,0
322
Ом

S
U
хx
НД
H
dсд


. (2.11)

Полная мощность двигателя взята из данных табл.1.1
Определение ЭДС двигателя:
Обмотки статора двигателя соединены в звезду, поэтому:
Ток статора:

А

U
Р

I

НН
НОМ

СДxНОМ90
964,09.063
800
cos3.




 (2.12)

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

29

Фазное напряжение на обмотках статора:

.47,3
3
6
3кВU
Uном
номФ

ЭДС:

кВЕ
xIxIUЕсдсд

886,39,09,890435,09,8903470
;)cos()sin(

22

0

2

0
2

000




(2.13)

Проводимость одного двигателя:

.112,0
9,8
11

См

XY
СД
i


Суммарная проводимость всех двигателей:
.337,0112,033CмYYi


Суммарное сопротивление группы двигателей:
.966,2
337,0
11

Ом
YX



Ток подпитки от двигателей в точке К2:

.1310
966,2
886,3
3)0(А
х
E
IЭ
КДП



Тогда с учетом тока подпитки от двигателей для точки К2, получаем:

.4049131027392)0(10,2)0(
2)0(АIIIДКПКП
КП
 (2.14)

Определяем ударный ток короткого замыкания:

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

30

кАIКiКУУ3277,142608,12''
111

кАIКiННКУУ3,10049,428,12''
max222

где k уд1 и k уд2 − ударные коэффициенты соответственно за
трансформатором мощностью 63 МВА и за трансформатором мощностью 6,3
МВА кВ из справочных данных [1].
Находим тепловой импульс тока короткого замыкания:

2
(),
11BItT
котка

где t отк – время, состоящее из времени отключения выключателя и
времени срабатывания релейной защиты; Т а – время затухания
апериодической составляющей тока короткого замыкания. Определяется по
справочным данным. Величина Т а зависит от места нахождения точки
короткого замыкания в схеме электроснабжения.
Принимаем Т а1 = 0,02 с [1]. При расположении точки короткого
замыкания в распределительной сети напряжением 10 кВ время затухания
апериодической составляющей Т а2 = 0,01с.

скАTtIВаоткКК22

1

2
''
113,292)02,032,1(77,14)(
скАTtIВаоткКК22

2

2
''
228,21)01,032,1(049,4)(

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

31
Таблица 2.1

Результаты расчетов токов К.З.

Точка
К.З.

Максимальный
ток К.З. )3(
..MAXЗКI

Минимальный
ток К.З. )3(
..MINЗКI Уi
кА
скА
В
2

Напряжение
кВ

Вели-
чина,
А
Напряжение
кВ

Вели-
чина,
А

1 35 14777,45 35 11400 32 292,3
В конце линии 35 2589 35 2464 6,6 9
2 35 528,7 6 530,4
2 6 4049 6 2043,8 10,3 21,8

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

32

3 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

Аппараты выбираем по номинальному напряжению, номинальному
току, роду установки.
При выборе аппарата по напряжению должно выполняться условие:

,.УСТНОМUU

(3.1)

где НОМU - номинальное напряжение аппарата; УСТU - номинальное
напряжение установки (среднее номинальное напряжение сети).
При выборе аппаратов по номинальному току требуется выполнение
условия:

,.рНОМII

(3.2)

где pI - расчетный ток нагрузки.
Для аппаратов ввода среднего и низкого напряжения и
шиносоединительных аппаратов в качестве расчетного тока принимаем ток
послеаварийного режима.
Выключатели проверяют по следующим условиям:
- по электродинамической стойкости к токам короткого замыкания:

,,..РУДИННОМii (3.3)

где: i ном,дин. – номинальный ток динамической стойкости выключателя,
кА;

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

33
i у,р – расчетное значение ударного тока трехфазного короткого
замыкания, кА.
- по термической стойкости к токам короткого замыкания:

,*
..

...

СТНОМ
П

СТНОМ
t
t
II

(3.4)

где: I ном.т.с. – номинальный ток термической стойкости выключателя,
кА;
t п – приведенное время короткого замыкания, с;
t ном.т.с. – время, к которому отнесен номинальный ток термической
стойкости I ном.т.с. (у выключателей отечественного производства t ном.т.с.
принимают равным 5 и 10 с).

Выбор предохранителей производится по следующим условиям:
- по номинальному напряжению:

,,,УНОМАНОМUU (3.5)

где: U ном,а – номинальное напряжение предохранителя, кВ; U ном,у –
номинальное напряжение установки, кВ.
- по номинальному току:

,,,УРАНОМII

(3.6)

где: I ном,а –номинальный ток предохранителя, А;
I р,у – расчетное значение тока установки, А.

34

- по номинальному току отключения:

,,,ОРОНОМII (3.7)

где: I ном,о – номинальный отключаемый предохранителем ток, кА; I р,о –
расчетное значение
тока короткого замыкания в момент отключения, кА.
- по номинальной мощности отключения:

,,,ОРОНОМSS (3.8)

где: S ом,о – номинальная мощность отключения выключателя, кВА;
S р,о – расчетное значение мощности трехфазного короткого
замыкания в момент отключения, кВА.
Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям
[26]:
- по номинальному напряжению:

,,.,УНОМТТНОМUU (3.9)

где: U ном,т.т. – номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;
U ном,у – номинальное напряжение установки, кВ.
-по номинальному току:

,.....УНОМТТНОМII (3.10)

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

35

где: I ном,т.т. – номинальный ток трансформатора тока, А;
I ном,у – номинальный ток установки, А.
Номинальный ток трансформатора тока должен быть как можно
ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки
приводит к увеличению погрешностей.
- по конструкции и классу точности;
- по вторичной нагрузке:

,2,2SSНОМ (3.11)

где: S 2 – вторичная нагрузка трансформатора тока, ВА;
S 2,ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в
выбранном классе точности, ВА.
- по электродинамической стойкости:

,1*2*НОМЭДУIКi (3.12)

,ДИНУii

(3.13)

где: i у – ударный ток короткого замыкания по расчету, кА;
Кэд – кратность электродинамической стойкости по каталогу;
I 1ном. – номинальный первичный ток трансформатора тока, А;
i дин. – ток электродинамической стойкости, кА.
- по термической стойкости:

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

36
,)(21ТЕРНОМТКtIКВ (3.14)

,2ТЕРТЕРКtIВ (3.15)

где: Вк – тепловой импульс по расчету, кА²с;
Кт – кратность термической стойкости по каталогу;
t тер. – время термической стойкости по каталогу;
I тер. – ток термической стойкости, кА.
Выбор трансформаторов напряжения производится по следующим
условиям [11]:
- по номинальному напряжению:

,,.,УНОМНТНОМUU (3.16)

где: U ном,т.н. – номинальное напряжение трансформатора напряжения,
кВ;
U ном,у – номинальное напряжение установки, кВ.
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- классу точности;
- по вторичной нагрузке:

,,2НОМSS (3.17)

37
где: S ном – номинальная мощность трансформатора напряжения в
выбранном классе точности, ВА; при этом следует иметь в виду, что для
однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять
суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме
открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора;
S 2,∑ – нагрузка всех измерительных приборов и реле,
присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.
Для упрощения расчетов нагрузку S 2,∑ допускается не разделять по
фазам, тогда:

.2.2.,2ПРИБПРИБQРS (3.18)

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в
выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор
напряжения и часть приборов присоединяется к нему.
Выбор разъединителей производится по следующим условиям [11]:
- по номинальному напряжению:

,,УНОМНОМUU (3.19)

где: U ном. – номинальное напряжение разъединителя, кВ;
U ном,у – номинальное напряжение установки, кВ.
- по номинальному току:
,..НОРМНОМII ,.MAXНОМII (3.20)

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

38

где: I ном. – номинальный ток разъединителя, А;
I норм., I max, – соответственно ток в нормальном режиме и
максимальный ток, протекающие через разъединитель, А.
- по конструкции и роду установки;
- по электродинамической стойкости:

,.,СПРУii , ,.,,СПРОПII (3.21)

где: i пр,с , I пр,с – предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее
значение), кА.
Выбираем оборудование подстанции 35/10 кВ.
Выключатель линии 35 кВ расположен в РУ-35 кВ, которое
расположено в 17 км от подстанции 35/10 кВ с трансформаторами 3200-35/10.
Анализ ущерба, нанесенного нефтепромыслам Миннефтепрома в
течение ряда лет перерывами в электроснабжении, показывает, что его
величина находится в прямой зависимости от надежности сети 6 кВ.
За последние годы наблюдается значительное увеличение электрических
нагрузок как на старых нефтепромыслах за счет обводнения нефтяных
пластов, так и на новых за счет интенсивного внедрения системы заводнения,
высокопроизводительных электропогружных насосов и интенсивного
эксплуатационного бурения.
Внедрением новых проводниковых и изоляционных материалов и
передовых методов монтажа. К таким материалам, в частности, относятся
„Алдрей" и „Стальалдрей" — проводниковые материалы на основе сплава
алюминия с магнием или кремнием. Эти сплавы обладают значительно
большой прочностью, чем алюминий. „Алдрей" на 25 % легче
сталеалюминиевого провода, у него меньшая стрела провеса. Все это
позволяет строить линию с меньшей высотой опор и большими пролетами. В

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

39
целом линия становится дешевле на 10 %. Особенно целесообразно
применять „Алдрей" для гололедных районов. Следует широко внедрять
соединение проводов методом взрыва в пролете на высоте без применения
специальных прессовальных станков. При этом качество соединения
получается очень высоким. По этому способу на провод надевается
специальная муфта, в которой запрессован провод со взрывчаткой.
Поджигается бикфордов шнур, происходит взрыв и обжатие. По данным
Всесоюзного научно-исследовательского института электроэнергетики
(ВНИИЭТ), новые проводниковые материалы и новые способы соединения
проводов нашли широкое применение за рубежом.
Сталеалюминевый неизолированный провод типа АСВП с пластически
обжатыми стальной и алюминиевой частями имеет три основные
конструкции. Сталеалюминевые провода производятся по СТО
71915393—ТУ 120–2012 и предназначены для передачи электрической
энергии в воздушных ЛЭП напряжением 35 — 750 кВ.
Провод АСВП имеют вдвое более высокую прочность;
провод АСВП имеет значительно больший длительно допустимый ток,
чем, например AERO-Z;
значительно более высокую пропускную способность, чем АС и AERO-
Z тех же диаметров.
Выбор провода по расчетному току определяем в аварийном режиме:

НОМ
p
p
U
S
I
*3

(3.22)

АIp53
35*3
32005,02



Выбор проводов по экономической плотности тока
Экономическое сечение провода рассчитывается по формуле:

,,2
.
.
.мм
i
I
F
эк
р
эк

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

40

где I р. – расчетный ток;
i эк. – экономическая плотность тока, а/мм 2.
Годовое число часов использования максимума силовых электрических
нагрузок 6500 ч.
Значение экономической плотности тока для алюминиевых проводов
регламентируются ПУЭ и равна 1,0 а/мм 2 при 6500 часах использования
максимума нагрузки.

,53
1
532
.ммFэк

Сечение не корректируем. Выбираем провод АСВП (3х35) с длительно
допустимым током 210 А.
Для электроснабжения БКНС широко применяются комплектные
распределительные устройства 6— 10 кВ типа К-47 и блочные комплектные
подстанции 35/6(10) кВ типа КТПБ Самарского завода „Электрощит"
Минэнерго и, частично, Чирчикский трансформаторный завод. Номенклатура
этих изделий ограничена. Так, например, для климатических условий
Западной Сибири они непригодны по температурным параметрам. Между тем
в районах Западной Сибири происходит основной прирост мощностей
объектов нефтедобычи. Миннефтепром имеет крайне ограниченные фонды на
получение распределительных устройств из камер К-47 и подстанций типа
КТПБ. Завод „Электрощит" поставляет КТПБ только с шестью ячейками для
отходящих линий 6—10 кВ. Получение КТПБ на большее число ячеек для
отходящих линий требует специального согласования с заводом при условии
наличия соответствующих фондов. Все это приводит к созданию
дополнительных блоков РУ 6(10) кВ, являющихся лишним звеном в системе
электроснабжения.

По заданию по схеме (рис.1.1) выбираем оборудование для ЗРУ-35
кВ подстанции 110/35/10 кВ.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

41
Выбираем КРУЭ Элтранс 35кВ с элегазовой изоляцией. Применяется
в нефтяной, угольной и газовой промышленности
КРУЭ Элтранс 35кВ для цифровых подстанций и сетей SmartGrid:
 интеграция всех вторичных устройств по единому протоколу
МЭК-61850;
 применение единого контроллера присоединения с ТИ, ТУ, ТС,
ТМ, ИЧМ. РЗиА, устройства мониторинга, ОПФ, цифровые
датчики — подключаются к КП;
 система мониторинга состояния изоляции и кабельных муфт
BDM и TDM;
 система мониторинга состояния электрических элементов
приводов BDM;
 цифровые датчики тока;
 цифровые датчики напряжения I-TOR;
 инновационная система Определения Повреждения Фидера.
Технические характеристики КРУЭ Элтранс 35кВ:

Произведем расчет тока ячеек КРУ-35 кВ для отходящей линии WL1:
Выбираем:

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

42
- элегазовые выключатели типа HD4 на Uном. = 35 кВ с Iном. = 630 А,
iном.дин. =63, Iт.с. = 25,0 кА, tт.с. = 4,0 с, tоткл.. = 0,05 с, Iном.откл. = 25,0
кА.
- трансформаторы тока типа TG на Uном. = 35 кВ с Iном. = 150 А,
iном.дин. =63, Iт.с. = 25,0 кА, tт.с. = 3,0 с, tоткл.. = 0,05 с, Iном.откл. = 25,0
кА.

Таблица 3.2

Проверка выбранных аппаратов 35 кВ
Выключатель типа HD4

Паспортные данные Расчетные данные
номU 35 кВ

устU 35 кВ

номI 630А

рI 53А

динномi. 64 кА

уi 32 кА

42522
тертерtI 2500 кА 2 c

KB 292,3кА 2 c

Трансформаторы тока типа TG

номU 10кВ

устU 35 кВ

номI 75А

рI 53 А

динномi. 64 кА

уi 32 кА 2 c

32522
тертерtI 1875кА 2 c

KB 292,3кА 2 c

Тупиковые ПС, питаемые линией без ответвлений. Охват
трансформатора линейной защитой со стороны питающего конца или
передача телеотключающего импульса. По заданию, схема (рис.1.1) Схема
«блок линия—трансформатор».

43

Рис.3.1. Схема «блок линия—трансформатор» 35-5АНА.

Для проектирования комплектной понизительной подстанции 35/6 кВ с
установленной трансформаторной мощностью 2х3,2 МВА используем данные
по TER_Sub35_Rec35D12_1.
TER_Sub35_Rec35D12_1 представляет собой унифицированное ОРУ 35
кВ, выполненное на реклоузерах SMART35 и разъединителях 35 кВ, силовых
масляных трансформаторах типа ТМ(Н) 35/6 кВ и классическое модульное
здание ЗРУ 6 кВ (КРУМ-10(6) кВ) со шкафами КРУ D-12P(T) со средним
расположением кассетного выдвижного элемента. Все оборудование
устанавливается на свайный фундамент, что сокращает время возведения
подстанции на любых грунтах. Все ТавридаЭлектрик.
Главная схема ОРУ 35 кВ (35-5АНА и 35-4Н) набирается из
унифицированных блоков: блок реклоузера SMART35, блок разъединителя
РГП-35, блок ТН-35 и блок ТСН-35. Блоки реклоузеров SMART35,
разъединителей РГП-35 и блоки ТН-35 устанавливаются на одну сваю.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

44

Выбираем:
- вводные выключатели марки ОНВ на Uном. = 35,0 кВ с Iном. = 630 А,
i ном.дин. = 64 кА, Iт.с.= 25 кА, tт.с. = 1 с.
- разъединители РГП ЗЭТО 35 кВ с амплитудой предельного силового
тока iном.дин. = 64 кА, предельным током термической стойкости Iт.с. = 25
кА и временем протекания наибольшего тока термической стойкости tт.с. =
1,0 с;
- для защиты изоляции электроустановок от грозовых и
коммутационных перенапряжений выбираем ограничитель перенапряжений
ОПН-РК-35;
- трансформаторы тока элегазовые типа TG 72,5 на Uном. = 35 кВ с
Iном. = 75 А, iном.дин. =63, Iт.с. = 25,0 кА, tт.с. = 3,0 с, tоткл.. = 0,05 с,
Iном.откл. = 25,0 кА;
- трансформаторы напряжения фарфоровые типа JDQXF-35 на Uном. =
35,0 кВ, номинальное напряжение вторичной обмотки U2 = 100 В и
номинальной мощностью в классе точности 0,5 Sном. = 400 ВА
Защита силовых трансформаторов и сборных шин обеспечивается
встроенными защитами и автоматикой реклоузера, которые получают
информацию о состоянии сети от встроенных в коммутационный модуль
датчиков тока и напряжения, а также от датчика тока нулевой
последовательности. Последний имеет чувствительность от 0,1 А, что
позволяет повысить защищенность силового трансформатора, реализовав
дополнительную направленную защиту от замыканий на бак силового
трансформатора. Наличие секционного реклоузера позволяет производить
переключения (секционирование – разделение секций и соединение секций –
сборных шин 35 кВ) без отключения нагрузки. Функцию резервной защиты
трансформатора выполняет встроенная в реклоузер
SMART35 микропроцессорная система защит и автоматики.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

45
Рис. 3.2. Реклоузер SMART35 с креплением для ОПН-РК-35
Таблица 3.2

Проверка выбранных аппаратов 35 кВ КТПБ
Разъединиатель типа РГП ЗЭТО 35 кВ

Паспортные данные Расчетные данные
номU 35 кВ

устU 35 кВ

номI 630А

рI 105,7А

динномi. 64 кА

уi 6,6кА

42522
тертерtI 2500 кА 2 c

KB 9кА 2 c

Трансформаторы тока типа TG 72,5

номU 10кВ

устU 35 кВ

номI 75 А

рI 53 А

динномi. 64 кА

уi 6,6кА

32522
тертерtI 1875кА 2 c

KB 9кА 2 c

Выключатель типа ОНВ

Паспортные данные Расчетные данные
номU 35 кВ

устU 35 кВ

номI 630А

рI 105,7А

динномi. 64 кА

уi 6,6кА

42522
тертерtI 2500 кА 2 c

KB 9кА 2 c

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

46
Жесткая ошиновка рассчитана на напряжение 35 кВ и выполнена из
алюминиевых шин трубчатого сечения, скрепленных шинодержателям
подвижного и неподвижного типа.
Подвижные шинодержатели устанавливаются с одной стороны и
предназначены для компенсации температурных изменений длины шин,
обеспечивая шине свободный ход.
Шинодержатели обеспечивают фиксацию шин в горизонтальной и
вертикальной плоскостях, а также крепление шин к выводам разъединителей.
На подстанции применяются высоковольтные силовые масляные
трансформаторы с естественным масляным охлаждением или
принудительным охлаждением дутьем и встроенными трансформаторами
тока на стороне обмотки высшего напряжения.
Встроенные измерительные трансформаторы тока (см. рис. 3.3)
предназначаются для подключения цепей ДЗТ и учета электрической энергии
(коммерческого и технического).
Класс точности обмоток встроенных трансформаторов тока должен
быть:
- для подключения ДЗТ – класс точности 10Р-3Р;
- для подключения счетчика электрической энергии – класс точности
0,2s-0,5s.

Рис. 3.3. Внешний вид силового трансформатора со встроенными

трансформаторами тока

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

47
Модуль ЗРУ - 6кВ представляет собой специальный
теплоизолированный электротехнический контейнер с системами освещения,
обогрева и вентиляции, в котором смонтировано основное и вспомогательное
оборудование распределительного устройства и подстанции в целом.
Произведем расчет тока вводных ячеек КРУ-6 кВ:

НОМ
p
p
U
S
I
*3

(3.23)

АIp713
6*3
32002



По расчетному току выбираем:
- секционный выключатель КРУ-6 кВ ячейки типа HD4-6/1000 на НОМU
=6,0 кВ с номинальным током 1000 А.
- вводные выключатели КРУ-6 кВ типа HD4-6-1000 на НОМU = 6 кВ с
НОМI = 1000 А, динномi. = 64 кА, ..СТI = 25,0 кА, ..СТt = 4,0 с, .отклt =0,12 с, ..отклномI =
25,0 кА.
- трансформаторы тока, встроенные в элегазовые выключатели, типа
MR на НОМU = 6,0 кВ с НОМI =400 А, динномi. = 64 кА, ..СТI = 25,0 кА, ..СТt = 4,0 с,
..отклномI = 25,0 кА и коэффициентом трансформации 400/5.
- трансформаторы напряжения элегазовые типа HVDD на НОМU = 6,0 кВ,
номинальное напряжение вторичной обмотки 2U =100 В и номинальной
мощностью в классе точности 0,5 НОМS = 120 В 
А.
Для подстанции 6/0,4 расчетный ток :
АIp3,96
6*3
1000


По расчетному току выбираем трансформаторы тока, встроенные в
элегазовые выключатели, типа MR на НОМU = 6,0 кВ с НОМI =100 А, динномi. = 64

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

48
кА, ..СТI = 25,0 кА, ..СТt = 4,0 с, ..отклномI = 25,0 кА и коэффициентом
трансформации 100/5.
Для СД-800-23 по номинальному току выбираем трансформаторы
тока, встроенные в элегазовые выключатели, типа MR на НОМU = 6,0 кВ с
НОМI =100 А, динномi. = 64 кА, ..СТI = 25,0 кА, ..СТt = 4,0 с, ..отклномI = 25,0 кА и
коэффициентом трансформации 100/5.

Таблица 3.4 − Проверка выбранных аппаратов 6 кВ
Выключатель типа HD4-6/1000

Паспортные данные Расчетные данные
номU 6 кВ

устU 6 кВ

номI 1000А

рI 713А

динномi. 64 кА

уi 10,3 кА

42522
тертерtI 2500 кА 2 c

KB 21,8 кА 2 c

Трансформаторы тока типа MR

номU 10кВ

устU 10кВ

номI 400А

рI 360 А

динномi. 64 кА

уi 10,3 кА

32522
тертерtI 1875кА 2 c

KB 21,8 кА 2 c
Трансформаторы тока типа MR для КТП-6/0,4 кВ и СД-800-23
номU 10кВ

устU 10кВ

номI 100А

рI 96,3А

динномi. 64 кА

уi 10,3 кА

32522
тертерtI 1875кА 2 c

KB 21,8 кА 2 c

Выбор сборных шин ЗРУ-6кВ
В закрытых распределительных устройствах 6 кВ применяется жесткая
ошиновка. Ошиновка и сборные шины преимущественно выполняются
алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка электроустановок в
пределах РУ всех напряжений по экономической плотности тока не
проверяются. Поэтому выбор шин сводится к выбору сечения по нагреву, а

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

49
также производится проверка на электродинамическую и термическую
стойкость.
Номинальный ток сборных шин 1250 А. Размер 60х10
Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ.
Шину, закрепленную на изоляторах можно рассматривать как
многопролетную балку.
Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

W
M


где М – изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Нм;
W – момент сопротивления, м 3 .
Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной
балки равен:

10

F
M

где F – сила взаимодействия между проводниками при протекании
по ним ударного тока КЗ, Н;

– расстояние между опорными изоляторами, м. 1,1
Момент сопротивления при расположении шин плашмя:

6
2
hb
W


где b, h – соответственно узкая и широкая стороны шины, м.

50

8

423
1010

6
1010106

W

м 3

Наибольшее электродинамическое усилие:

ф
удКi
aF710276,1

где а – расстояние между токоведущими шинами, а = 0,35 м;
фК – коэффициент формы, фК =1,1.

НF34,7671,17

10102
3,10
35,0
1,1
76,16


Тогда изгибающий момент для равномерно нагруженной
многопролетной балки:

4,84

10
1,134,767


M

Н·м

Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:

44,8

1010
4,84
8



МПа

Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.

σ = 8,44 МПа ≤ σ доп = 70 МПа

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям
электродинамической стойкости.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

51

4 РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ 35 КВ

ПУЭ:
3.2.98. Для линий в сетях 35 кВ с изолированной нейтралью должны
быть предусмотрены устройства релейной зашиты от многофазных
замыканий и от однофазных замыканий на землю.
3.2.99. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в
двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по
всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве
случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В
целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с
соединением обмоток звезда-треугольник допускается выполнение
трехрелейной защиты.
Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как
правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается
использовать устройство контроля изоляции.
3.2.101. На одиночных линиях с односторонним питанием от
многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно
ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если
такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или
быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных
участках, — дистанционная ступенчатая защита преимущественно с пуском
по току. В последнем случае в качестве дополнительной защиты
рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.
ПМ РЗА "Дiамант L050" для класса напряжений 6 - 35 кВ предназначен
для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления,
измерений и сигнализации присоединений 6 - 35 кВ

И
з
м
.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та Лист
4

Разраб.
Провер. .
Реценз.
Н.
Контр.
Утверд.

Лит. Листов
97

52

Максимальная токовая защита имеет три ступени:
1. первая ступень — токовая отсечка;
2. вторая и третья ступени с пуском по напряжению и
возможностью выбора типа времятоковой характеристики.
Защита от замыканий одной фазы на землю имеет две ступени.
Предусмотрена возможность работы каждой ступени "на отключение"
или "на сигнал" с выдержкой времени.
Автоматическое повторное включение (АПВ) запускается по факту
отключения ВВ от защит. Предусмотрена возможность выбора защит, по
срабатыванию которых запускается АПВ.
Функция АПВ реализована с одним/двумя циклами работы (по выбору)
без контролей.
Запрет АПВ осуществляется при:
 срабатывании функции УРОВ;
 ручном отключении от ключа управления выключателем;
 наличии дискретного сигнала "Запрет АПВ" от схем
существующего УРОВ;
 ручном включении на фиксированное время;
 неисправности выключателя.

4.1 Расчет защит от коротких замыканий L060

Для линии WL1 предусматриваем трехступенчатую максимальную
токовую защиту (МТЗ) от междуфазных повреждений.
Расчет 1 ступени (МТЗ-1 или отсечка).
условие I: отстройка от тока КЗ в конце защищаемого участка в
максимальном режиме сети

AIkIвнкзomcCO8,310625892,1max..

(4.1)

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

53

где kотс=1,2 – коэффициент отстройки;
AIвнкз2589max.. .
условие II: отстройка от броска тока намагничивания:

AIIТномI
WМТЗ212534)54(1.1.

(4.2)

Выбираем 3106,8 А.
Коэффициент чувствительности при КЗ в точке К1:

219,3

8,3106
1140087.0
..
)2(
1




WOC
MINK
ч
I
I
k

(4.3)

Определяем ток срабатывания реле МТЗ I :

A

k
kI
I
I
cx
I
ЗC
cp12,207

575
18.31061..





Расчет второй ступени
Для увеличения зоны действия защиты устанавливаем вторую ступень
(МТЗ-2). Определяем ток срабатывания II ступени защиты линии WL1:

AIkIвнкзomcCO44,6347,5282,1max..

(4.4)

где kотс=1,2 – коэффициент отстройки;
AIIКвнкз7,5282)3(max.. .
Чувствительность второй ступени защиты оцениваем по двухфазному
К.З. в конце линии:

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

54

37,3
44,634
246487,0
2..
min2)2(




ЗС
K
Ч
I
I
К

>1,2.

Определяем ток срабатывания реле МТЗ II :

A

k
kI
I
I
cx
II
ЗC
cp3,42
575
144,6341..





Определяем время срабатывания II ступени защиты 1:

;6,05,01,011ctttСЗIСЗII (4.5)

Расчет третьей ступени
Определяем ток срабатывания III ступени защиты линии WL1:
С учетом загрузки трансформатора на 50 процентов:
AI
k
kk
Iраб
в
сзпотс
сзWBIII

9253
93,0
5,11,1
max.



(4.6)

Отстройка от АВР:

1.1.1.7,07,0THOMсзпTHOM
В
omcIII
WМТЗIkI
k
k
I

(4.7)

AIIII
WМТЗ87)5,265,15,26(
93,0
25,1
1.

Окончательно выбираем АIIIIWМТЗ921.
Определяем чувствительность МТЗ III линии W1 в основной и резервных
зонах действия.
Коэффициент чувствительности в основной зоне:
28,23
92
246487.0
1.
)2(
3




WМТЗIII
MINK
ч
I
I
k

>1,5;

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

55

В качестве резервной зоны рассматривается T3 (точка К2):

2,188,2
92
4,5305,0
1.
)2(
2




WМТЗIII
MINK
ч
I
I
k

;

Определяем ток срабатывания реле МТЗ III :

A

k
kI
I
I
cx
Ш
ЗC
cp1,6
575
1921..




Определяем время срабатывания МТЗ линии WL1:
Отстраиваемся от времени срабатывания защиты трансформатора
4000-35/10.

ctttГЗСWBЗС9,14,05,1....

(4.9)

4.2 Расчет защиты от однофазных замыканий на землю

Чтобы повысить точность расчетов при определении ОЗЗ используем
метод, основанный на определении удельного емкостного тока замыкания на
землю. (Также значения удельного емкостного тока замыкания на землю,
можно использовать из справочных данных из таблицы 1, либо же взять из
технических характеристик кабеля, которые предоставляет Завод-
изготовитель)

,0,lmIIСлС

А (4.10)

где: 0СI - собственный емкостный ток единицы длины линии, А/км;
l – длина линии, км; т – число проводов (кабелей) в фазе линии.

16208,0,
лСI

А

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

56
Рассчитываем ток срабатывания защит, при этом отстраиваемся от
собственного емкостного тока по формуле (данное условие обеспечивает
несрабатывание защиты при внешнем однофазном замыкании на землю):

лСботсзсIkkI,,

А. (4.11)

Котс – коэффициент надежности (принимаем равным 1,2;
Кбр – коэффициент «броска;
Iл –емкостный ток защищаемого фидера.
При использовании для защиты от ОЗЗ современных цифровых реле,
можно принимать значения Кбр=1–1,5.

АIзс8,28165,12,1,

Коэффициент чувствительности согласно ПУЭ, пункт 3.2.21, равен: для
воздушных линий — 1,5.

..ЗС
CОЗЗ
ч
I
II
k


(4.12)

где IоззΣ —значение суммарного емкостного тока.
IоззΣ= 64,016 (А);

5,166,1

8,28
004,16016,64


чk

Время срабатывания защиты принимаем равным 0,1 с.

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

Из
м.
Ли
ст
№ докум. Подп
ись
Да
та

Ли
ст

57
4.3 Защита от обрыва фазы питающего фидера и несимметричных
режимов (ЗОФ)

ЗОФ реализуется методом расчета тока обратной последовательности
I2 по формуле (4.11).

3
120120

2

j
C
j
BAeIeII
I




(4.13)

При выборе зависимой характеристики появляется возможность
задать три уставки по времени срабатывания защиты: Т1 – для защиты от
несимметричной нагрузки, Т2 –для защиты от обрыва фазы, Т3 – для
защиты от обратного чередования фаз. Вид зависимости ток-время показан
на рис.4.1.

t

I 2 I ó ñ ò I í à ã ð / 3 I í à ã ð
Ò 1

Ò 2
Ò 3

Рисунок 4.1

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок (Главы седьмого издания)
[Текст]:– 3-е изд., испр. – М. : Закрытое акционерное общество «Научно
–технический центр исследований проблем промышленной безопасности»,
2011. – 584 с.
2. РД 39-3-626-81 Указания по определению электрических нагрузок
нефтяных промыслов Западной Сибири
3. Власова Е.П. Электронное учебное пособие «Релейная защита
электроэнергетических систем».Свидетельство о государственной
регистрации базы данных №2014620219 Российская Федерация.
Электронное учебное пособие «Релейная защита электроэнергетических
систем»/Власова Е.П.,:заявитель ТюмГНГУ; заявл. 12.12.13; опубл.
04.02.2014 в реестре баз данных.
4. ЗАО «РАДИУС Автоматика» Рекомендации по выбору уставок
устройства защиты «Сириус-2-Л» , 2013.
5. Андреев, В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения
Текст учеб. для вузов по специальности "Электроснабжение" направления
"Электроэнергетика" В. А. Андреев. - Изд. 5-е, стер. - М.: Высшая школа,
2007. - 639 c. ил.
6. Булычев А.В., Наволочный А.А. Релейная защита в распределительных
электрических сетях : Пособие для практических расчетов.-М.:ЭНАС,2011.
7. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных
сетей. 3-е изд., перераб. и доп. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние,
1985. 296 с.